LNG接收站BOG系統(tǒng)運行模式優(yōu)化

周宇罕 楊偉紅 蔡主斌 趙治周 崔偉永 徐擘達

中海浙江寧波液化天然氣有限公司, 浙江 寧波 315800

0 前言

液化天然氣(Liquefied Natural Gas,簡稱LNG)是將常壓下氣態(tài)的天然氣冷卻至-162℃,使之凝結成液體。天然氣液化后體積縮小到氣態(tài)時的1/600,可大大節(jié)約儲運空間和成本,為天然氣高效運輸提供了有效途徑,也擴大了天然氣的應用領域[1]。

LNG接收站的主要功能是接卸、儲存和氣化LNG,并通過管網向下游用戶供氣[2-3]。部分LNG接收站還設有LNG槽車裝車站,向用戶直接提供LNG。由于LNG自身的低溫特性,LNG接收站在接卸、儲存和氣化過程中產生大量的蒸發(fā)氣(BOG)。為了維持儲罐壓力的穩(wěn)定,保證接收站安全運行,必須處理掉過量的BOG[4-6]。BOG處理工藝主要以BOG直接壓縮外輸和再冷凝工藝為主,科學合理優(yōu)化不同BOG處理工藝,不但可以提高設備壽命,還可有效降低生產成本[7-9]。本文從LNG接收站的實際情況出發(fā),以浙江LNG接收站為例,通過控制儲罐壓力,降低BOG壓縮機負荷和間歇啟停BOG壓縮機,從而降低壓縮機的能耗,為其他LNG接收站的運營提供參考。

1 LNG接收站BOG系統(tǒng)分析

1.1 LNG接收站BOG系統(tǒng)流程

儲罐內安裝的低壓泵將LNG加壓輸送至下游管道[10],其中一部分用于充裝LNG槽車實現(xiàn)液態(tài)外輸,另一部分通過高壓泵、氣化器等設備實現(xiàn)氣化外輸[11-12]。BOG低壓壓縮機將儲罐內的BOG抽出,經過升壓后送入再冷凝器進行冷凝回收或BOG高壓壓縮機直接外輸,流程見圖1[13-14]。BOG高壓壓縮機僅用于LNG接收站運行初期,這一時期LNG外輸量小,沒有足夠的LNG把產生的BOG冷凝下來,因此本文所有優(yōu)化均是在BOG高壓壓縮機未運行時進行。

圖1 LNG接收站BOG系統(tǒng)流程

1.2 LNG接收站BOG來源

LNG接收站在非卸船時,BOG產生的原因主要有[15-16]：

1)LNG在超低溫下,儲罐漏熱,引起LNG自然蒸發(fā)產生BOG。

2)LNG低壓泵和高壓泵在正常工作時,部分電能轉化為熱量,引起LNG蒸發(fā)[17]產生BOG。

3)保冷循環(huán)中,各類設備、工藝管道漏熱,引起LNG蒸發(fā)產生BOG。

4)在大氣壓變化明顯,特別是臺風天氣時,LNG蒸發(fā)量顯著增加[5,18-19]產生BOG。

LNG接收站在卸船之前,須對儲罐進行降壓操作,會引起部分LNG氣化,在卸船過程中,BOG產生的原因主要有：

1)來自LNG船方的BOG。

2)船方LNG儲罐漏熱,引起LNG自然蒸發(fā)產生BOG。

3)船方卸料泵運行時,熱量進入LNG,引起LNG蒸發(fā)產生BOG。

4)LNG在卸料管道中流動,與管道之間的摩擦及產生的渦流將部分靜壓能轉化為熱量,導致大量LNG蒸發(fā)產生BOG。

2 BOG壓縮機及儲罐工藝參數(shù)

LNG接收站儲罐壓力的穩(wěn)定主要由BOG低壓壓縮機維持,以浙江LNG接收站的儲罐和BOG低壓壓縮機為例,介紹其工藝參數(shù)。

2.1 儲罐工藝參數(shù)

浙江LNG接收站現(xiàn)有3個儲罐,儲罐容積為160 000 m3,其工藝參數(shù)見表1。

表1儲罐工藝參數(shù)

工藝參數(shù)數(shù)值設計壓力/kPa-1～29正常操作壓力/kPa10～24操作溫度/℃約-160最高液位/mm35295

2.2 BOG壓縮機工藝參數(shù)

浙江LNG接收站現(xiàn)有4臺BOG壓縮機,其中3臺低壓壓縮機,1臺高壓壓縮機,BOG低壓壓縮機工藝參數(shù)見表2。

表2BOG低壓壓縮機工藝參數(shù)

工藝參數(shù)數(shù)值入口溫度/℃-140～-110入口壓力/MPa0.125出口壓力/MPa1.0處理能力/(m3·h-1·臺-1)5769功率/kW880

2.3 儲罐壓力控制方式

表3LNG儲罐壓力與壓縮機負荷等級對照

LNG儲罐壓力等級/kPa壓縮機負荷等級/(%)1225145016751810020100+2521100+5022100+7523100+100

在兩次卸船操作之間,儲罐應按低壓條件操作,可以在壓力控制系統(tǒng)出現(xiàn)故障時提供安全“緩沖能力”。卸船時,儲罐內的壓力波動較大,可適當增加儲罐壓力,保證足夠的BOG返回LNG運輸船并減少因LNG卸載引起的氣體閃蒸。

3 優(yōu)化前LNG接收站BOG壓縮機能耗

在保證接收站正常外輸情況下,嚴格按照表3操作,對接收站2014年7月～2015年6月BOG壓縮機的能耗進行統(tǒng)計,結果見表4。

表42014年7月～2015年6月BOG壓縮機能耗統(tǒng)計

時間能耗/kWh外輸量/tLNG2014年7月6998391206752014年8月777092136246.72014年9月6806291242322014年10月624264101050.72014年11月748272166081.382014年12月634440229307.92015年1月693827103217.92015年2月60913039189.82015年3月60011176720.62015年4月694158106800.82015年5月716878116779.82015年6月747996116968合計82266361437270.6

從表4可以計算出2014年7月～2015年6月期間,BOG壓縮機的平均能耗為每月68.6×104kWh,外輸單位LNG的BOG壓縮機能耗為5.72 kWh。

當LNG儲罐壓力較高時,儲罐內產生的BOG量相對較少,BOG壓縮機運行能耗較低,所以LNG儲罐壓力應盡量控制在高位。浙江LNG接收站儲罐控制壓力目標為19 kPa。BOG總量為6.2 t/h,即使1臺BOG壓縮機滿負荷運行,也不能維持儲罐壓力穩(wěn)定,根據(jù)表3中LNG儲罐壓力與壓縮機負荷等級對照,需要開啟2臺壓縮機外輸,勢必造成BOG壓縮機運行能耗增加。

4 LNG接收站BOG系統(tǒng)運行模式優(yōu)化

4.1 優(yōu)化BOG壓縮機運行控制模式

日期運行時間/h節(jié)省能耗/kWh日期運行時間/h節(jié)省能耗/kWh2015年8月15日11.817392015年12月17日2334042015年9月9日12.518502015年12月18日2435522015年10月2日14.321162015年12月19日2435522015年11月26日1217762015年12月20日2435522015年11月27日2435522015年12月21日913322015年11月28日2435522015年12月27日1217762015年11月29日2435522015年12月28日2435522015年11月30日2435522015年12月29日2435522015年12月3日1217762015年12月30日2435522015年12月6日1217762015年12月31日1217762015年12月7日4592

圖2 2015年8～12月BOG壓縮機75 負荷 節(jié)省能耗與外輸量統(tǒng)計圖

4.2 間歇啟停BOG壓縮機

在保證接收站應急設備、設施全部正常的狀態(tài)下,在非卸船期間,將LNG儲罐的壓力維持在14～19 kPa,即在LNG儲罐壓力低于14 kPa時,關停BOG壓縮機,當儲罐壓力超過19 kPa時,才啟動BOG壓縮機。該措施一方面縮短了BOG壓縮機的運行時間,降低了能耗,另一方面可以使BOG均勻蒸發(fā),從而提高BOG量的穩(wěn)定性。2015年11～12月期間BOG壓縮機的關停時間及節(jié)能情況見表6。

表62015年11～12月期間BOG壓縮機的關停時間及節(jié)能情況

日期關停時間/h節(jié)省能耗/kWh2015年11月14日6.853522015年11月25日647222015年11月29日4.233052015年12月11日5.543292015年12月19日4.535422015年12月23日5.94643合計32.925892

由于冬季環(huán)境溫度較低,LNG儲罐壓力較為穩(wěn)定,BOG產生量相對較少,因此,間歇啟停BOG壓縮機節(jié)能效果較為明顯。

4.3 優(yōu)化效果

通過BOG系統(tǒng)運行模式優(yōu)化,浙江LNG接收站BOG低壓壓縮機每月節(jié)省能耗約3.8×104kWh,若接收站生產運營情況基本保持不變,則一年可節(jié)省能耗約45.6×104kWh。按照0.878元/kWh電費計算,全年可累計節(jié)約40余萬元。

表72015年8～12月BOG壓縮機能耗統(tǒng)計

時間不同壓縮機運行時間/h壓縮機A壓縮機B壓縮機C節(jié)省能耗/kWh能耗/kWh外輸量/tLNG2015年8月459.1388.541.7173969810188024.372015年9月244.5441.4244.91850730650110741.32015年10月373.5230.7199.92116630695146075.42015年11月440.1178.8198.129363613561246480.22015年12月147414216.346257565478253095.9合計1664.21653.4900.9813253238485844417.17

同時,BOG壓縮機不再長期處于滿負荷運行,BOG量的穩(wěn)定性提高,也有利于后續(xù)操作工藝的開展：用于冷凝BOG的LNG量趨于穩(wěn)定,再冷凝器的液位和壓力波動減小,操控更加容易；接收站其他設備乃至整個接收站運行更加平穩(wěn),故障率降低。

5 結論

LNG接收站儲罐壓力通過調整BOG壓縮機的工作負荷來控制。當LNG儲罐壓力較高時,儲罐內產生的BOG量相對較少,BOG壓縮機運行能耗也會降低。

通過優(yōu)化BOG壓縮機的運行控制模式和間歇啟停BOG壓縮機等措施,維持LNG儲罐壓力并提高BOG量的穩(wěn)定性,既確保了BOG輸出氣量和后續(xù)裝置運行的穩(wěn)定性,也降低了接收站運行能耗。浙江LNG接收站通過該運行模式有效解決了BOG壓縮機長期運行帶來的能耗過高的問題。由此可見,該方法在技術上可行,經濟上可靠,可為其他LNG接收站的運營提供參考。

參考文獻:

[1] 顧安忠.液化天然氣技術[M].北京:機械工業(yè)出版社,2008:10-13.

Gu Anzhong. Liquefied Natural Gas Technology [M]. Beijing: China Machine Press, 2008: 10-13.

[2] 初燕群,陳文煜,牛軍鋒,等.液化天然氣接收站應用技術(Ⅰ)[J].天然氣工業(yè),2007,27(1):120-123.

Chu Yanqun, Chen Wenyu, Niu Junfeng, et al. The Applied Techniques in LNG Receiving Terminal(Ⅰ)[J]. Natural Gas Industry, 2007, 27 (1): 120-123.

[3] 張楊竣,秦朝葵,劉鵬君. LNG互換性及我國天然氣氣質管理問題探討[J].石油與天然氣化工,2012,41(2):219-222.

Zhang Yangjun, Qin Chaokui, Liu Pengjun. Discussion on LNG Interchangeability and Natural Gas Quality Management in China [J]. Chemical Engineering of Oil & Gas, 2012, 41 (2): 219-222.

[4] 張 奕,孔凡華,艾紹平. LNG接收站再冷凝工藝及運行控制[J].油氣田地面工程,2013,32(11):133-135.

Zhang Yi, Kong Fanhua, Ai Shaoping. Process and Operation Control of the Recondensation of LNG Receiving Station [J]. Oil-Gas Field Surface Engineering, 2013, 32 (11): 133-135.

[5] 康正凌,孫新征. LNG接收站蒸發(fā)氣量計算方法[J].油氣儲運,2011,30(9):663-666.

Kang Zhengling, Sun Xinzheng. Calculation Method of Evaporating Volume for LNG Receiving Station [J]. Oil & Gas Storage and Transportation, 2011, 30 (9): 663-666.

[6] 付子航. LNG接收站蒸發(fā)氣處理系統(tǒng)靜態(tài)設計計算模型[J].天然氣工業(yè),2011,31(1):83-85.

Fu Zihang. A Static-design Calculation Model of Boil-Off Gas(BOG)Handling System of an LNG Receiving Terminal [J]. Natural Gas Industry, 2011, 31 (1): 83-85.

[7] 劉 浩,金國強. LNG接收站BOG氣體處理工藝[J].化工設計,2006,16(1):13-16.

Liu hao, Jin Guoqiang. Process Comparison and Energy Saving Analysis of BOG Gas Treatment of LNG Receiving Terminal [J]. Chemical Engineering Design, 2006, 16 (1): 13-16.

[8] 向麗君,全 日,邱 奎,等. LNG接收站BOG氣體回收工藝改進與能耗分析[J].天然氣化工,2012,37(3):48-57.

Xiang Lijun, Quan Ri, Qiu Kui, et al. LNG Terminal BOG Recovery Process Improvement and Energy Saving Analysis [J]. Natural Gas Chemical Industry, 2012, 37 (3): 48-57.

[9] 李 兵,程香軍,陳功劍. LNG接收站BOG處理技術優(yōu)化[J].天然氣與石油,2012,30(5):27-30.

Li Bing, Cheng Xiangjun, Chen Gongjian. Optimization of BOG Treatment Process in LNG Terminal [J]. Natural Gas and Oil, 2012, 30 (5): 27-30.

[10] 師銅墻,焦長安.大型液化天然氣(LNG)接收站低溫泵的工藝特性及選型[J].水泵技術,2012,(2):31-34.

Shi Tongqiang, Jiao Chang’an. Process Characteristic and Type Selection of Cryogenic Pumps in Large-Scale Liquified Natural Gas(LNG)Terminal Station [J]. Pump Technology,2012,(2):31-34.

[11] 劉 利. LNG接收站的設計技術[J].石油化工建設,2005,27(4):8-11.

Liu Li. Design Technology of LNG Terminal Station [J]. Petroleum and Chemical Construction, 2005, 27 (4): 8-11.

[12] 呂 俊,王 蕾.浙江LNG接收站項目氣化器選型及系統(tǒng)優(yōu)化[J].天然氣工業(yè),2008,28(2):132-135.

Lv Jun, Wang Lei. Selection of Vaporizer Types and Optimization of Vaporizer System in LNG Receiving Terminal Project of Zhejiang Province [J]. Natural Gas Industry, 2008, 28 (2): 132-135.

[13] 王 紅,白改玲,李艷輝,等. LNG接收站流程模擬計算[J].天然氣工業(yè),2007,27(11):108-109.

Wang Hong, Bai Gailing, Li Yanhui, et al. The Simulated Calculation on LNG Receiving Terminal Process [J]. Natural Gas Industry, 2007, 27 (11): 108-109.

[14] 張 奕,鄭大明,艾紹平. BOG處理工藝在液化天然氣接收站中的應用[J].管道技術與設備,2014,(1):10-14.

Zhang Yi, Zheng Daming, Ai Shaoping. BOG Process of LNG Terminal [J]. Pipeline Technique and Equipment,2014,(1):10-14.

[15] 李亞軍,夏 巖. LNG接收站BOG蒸發(fā)量的影響因素及穩(wěn)定性[J].低溫工程,2012,(4):38-43.

Li Yajun, Xia Yan. Influencing Factors and Stability of BOG Generation in LNG Receiving Terminal [J]. Cryogenics, 2012, (4): 38-43.

[16] 宮 明,劉久剛,成永強,等. LNG接收站蒸發(fā)氣管輸控制方案研究[J].管道技術與設備,2012,(5):20-22.

Gong Ming, Liu Jiugang, Cheng Yongqiang, et al. Study on the Control Scheme of Evaporation Pipeline Transportation for LNG Terminal [J]. Pipeline Technique and Equipment, 2012, (5): 20-22.

[17] 呂 俊,張昌維,傅 皓. LNG接收站BOG壓縮機處理能力計算及選型研究[J].化工設計,2011,21(1):14-16.

Lv Jun, Zhang Changwei, Fu Hao. Study on Processing Capacity Calculation and Type Selection of BOG Compressor in LNG Terminal [J]. Chemical Engineering Design, 2011, 21 (1): 14-16.

[18] 柳 山.液化天然氣(LNG)全容儲罐結構和性能研究[D].廣州:華南理工大學,2009.

Liu Shan. Study on Structure & Performance of LNG Full Containment Tank [D]. Guangzhou: South China University of Technology, 2009.

[19] 賈保印,白改玲.大氣壓變化對蒸發(fā)氣壓縮機處理能力的影響[J].油氣儲運,2016,35(2):0154-0157.

Jia Baoyin, Bai Gailing. Impacts of Changes in Atmospheric Pressure to Processing Capacity of BOG Compressor [J]. Oil & Gas Storage and Transportation, 2016, 35 (2): 0154-0157.

[20] 高 凱.液化天然氣BOG處理控制系統(tǒng)的設計與實現(xiàn)[D].上海:復旦大學,2010.

Gao Kai. Design and Implementation of Liquefied Natural Gas BOG Processing Control System [D]. Shanghai: Fudan University, 2010.